CN113065682B - 一种气电综合能源系统调度方法及装置 - Google Patents

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Abstract

本发明涉及一种气电综合能源系统调度方法及装置，包括：根据气电综合能源系统的调度成本确定气电综合能源系统的最优调度方案；利用所述最优调度方案对气电综合能源系统进行调度；其中，所述最优调度方案包括下述中的至少一种：各燃气轮机的最优有功功率、各储能装置的最优充电功率、各储能装置的最优放电功率、各天然气气源的最优输出气流量、柔性负荷的最优运行功率、主网最优购电功率、各新能源发电机组的最优出力、切除直流负荷的最优功率以及切除交流负荷的最优功率；本发明利用获得的最优调度方案进行调度，提高了气电综合能源系统的鲁棒性和经济性。

Description

一种气电综合能源系统调度方法及装置
技术领域
本发明涉及气-电综合能源系统优化技术领域，具体涉及一种气电综合能源系统调度方法及装置。
背景技术
随着终端能源消费的清洁化和电气化水平的不断提高，电力系统和天然气系统的联系将越来越紧密。气电综合能源系统作为能源互联网的重要组成部分，将电力系统和天然气系统通过燃气轮机、储气装置以及电转气装置等耦合元件连接在一起，实现电能和天然气之间的转换。除了与天然气系统连接形成气电综合能源系统，电力系统内部也在逐渐形成基于柔性直流技术的交直流混合配电网。交直流混合配电网的优化中存在众多不确定性因素，其内部的光伏、风电等新能源发电具有随机性和不确定性，其准确的有功功率输出模型难以获取。此外，随着储能装置和可控的柔性负荷逐渐并入电力系统，使得系统中负荷预测的难度和精度要求不断提高，配电网的实际运行要求很难得到满足。而随着电力电子技术的大力发展，利用多向电力电子变压器构建交直流混合系统，可以实现灵活组网，促使更多的直流电源和可控柔性负荷接入配电网。
现阶段关于气电综合能源系统的优化中忽略了风电、光伏等新能源发电带来的不确定性问题，采用确定性的优化方法进行计算，方法较为简单且不具有优化调度可控分布式电源(燃气轮机)的能力，只能在系统中预留充足的备用容量来应对波动性从而保证系统的安全可靠运行，导致可再生能源的消纳能力低，优化调度方法滞后。
发明内容
针对现有技术的不足，本发明的目的是在考虑燃气轮机优化控制和新能源发电出力的情况下获得最优调度方案并进行调度，提高气电综合能源系统的鲁棒性和经济性。
本发明的目的是采用下述技术方案实现的：
本发明提供一种气电综合能源系统调度方法，其改进之处在于，所述方法包括：
根据气电综合能源系统的调度成本确定气电综合能源系统的最优调度方案；
利用所述最优调度方案对气电综合能源系统进行调度；
其中，所述最优调度方案包括下述中的至少一种：各燃气轮机的最优有功功率、各储能装置的最优充电功率、各储能装置的最优放电功率、各天然气气源的最优输出气流量、柔性负荷的最优运行功率、主网最优购电功率、各新能源发电机组的最优出力、切除直流负荷的最优功率以及切除交流负荷的最优功率。
优选的，所述根据气电综合能源系统的调度成本确定气电综合能源系统的最优调度方案，包括：
以气电综合能源系统的调度成本最小为目标建立调度成本目标函数，并求解该调度成本目标函数，获取气电综合能源系统的最优调度方案。
进一步的，按下式确定所述调度成本目标函数f：
式中，t∈[1,NT]，NT为调度周期T的时段总数，CMT,m,t(PMT,m,t)为t时段第m个燃气轮机的有功功率PMT,m,t对应的调度成本函数，m∈[1,M]，M为新能源发电机组总数，CESS,k,t(PESS,k,ch,t,PESS,k,disch,t)为t时段第k个储能装置的充电功率PESS,k,ch,t和放电功率PESS,k,disch,t对应的调度成本函数，k∈[1,K]，K为储能装置总数，CFL,t(PFL,t)为t时段柔性负荷的运行功率PFL,t对应的调度成本函数，Cg,t(Fg,t)为t时段天然气系统中第g个气源输出的气流量Fg,t对应的调度成本函数，g∈[1,G]，G为天然气系统的气源总数，CGrid,t(PGrid,t)为t时段主网购电功率PGrid,t对应的调度成本函数，为t时段第m个新能源发电机组的出力Pnew,m,t对应的惩罚成本函数，/>为t时段切除直流负荷的功率和t时段切除交流负荷的功率/>对应的惩罚成本函数。
进一步的，按下式确定所述t时段第m个新能源发电机组的出力Pnew,m,t、所述t时段切除直流负荷的功率和所述t时段切除交流负荷的功率/>
式中，为t时段第m个新能源发电机组的出力预测值，/>为t时段第m个新能源发电机组的出力修正量最大值，/>为t时段第m个新能源发电机组的出力修正量最小值，/>为t时段第m个新能源发电机组的第一控制变量，/>为t时段第m个新能源发电机组的第二控制变量，/>Γnew为新能源发电机组的控制时段总数，0≤Γnew≤NT，/>为t时段切除直流负荷的功率预测值，/>为t时段切除直流负荷的功率最大变化量，/>为t时段切除直流负荷的功率最小变化量，/>为t时段切除直流负荷的第一控制变量，/>为t时段切除直流负荷的第二控制变量，/> 为切除直流负荷的控制时段总数，/> 为t时段切除交流负荷的功率预测值，/>为t时段切除交流负荷的最大功率，/>为t时段切除交流负荷的最小功率，/>为t时段切除交流负荷的第一控制变量，/>为t时段切除交流负荷的第二控制变量，/> 为切除交流负荷的控制时段总数，/>
进一步的，所述调度成本目标函数的约束条件包括下述中的至少一种：
所述调度成本目标函数对应的功率平衡约束条件；
燃气轮机的有功功率对应的约束条件；
储能装置充电功率对应的约束条件；
储能装置放电功率对应的约束条件；
电力电子变压器运行约束条件；
新能源发电机组的出力对应的约束条件；
切除直流、交流负荷的功率对应的约束条件；
天然气气源对应的天然气网络气流量平衡约束条件。
进一步的，按下式确定所述调度成本目标函数对应的功率平衡约束条件：
式中，Pdcimport,t为t时段电力电子变压器的直流输入功率，Pacimport,t为t时段电力电子变压器的交流输入功率，为t时段直流负荷的运行功率，/>为t时段交流负荷的运行功率，PFL,t为t时段柔性负荷的运行功率，PP2G,t为t时段电转气装置消耗的功率；
按下式确定所述调度成本目标函数对应的燃气轮机有功功率的约束条件：
PMT,m,min≤PMT,m,t≤PMT,m,max
RDMT≤PMT,m,t-PMT,m,t-1≤RUMT
式中，PMT,m,max,t为第m个燃气轮机的有功功率最大限值，PMT,m,min为第m个燃气轮机的有功功率最小限值，RUMT为燃气轮机的有功功率变化量的上限，RDMT为燃气轮机的有功功率变化量的下限；
按下式确定所述调度成本目标函数对应的储能装置充电功率和放电功率约束的约束条件：
0≤PESS,k,ch,t≤PESS,k,ch,max
0≤PESS,k,disch,t≤PESS,k,disch,max
EESS,k,min≤EESS,k,t≤EESS,k,max
式中，PESS,k,ch,max为第k个储能装置的最大充电功率，PESS,k,disch,max为第k个储能装置的最大放电功率，EESS,k,t为t时段第k个储能装置的容量，EESS,k,max为第k个储能装置容量的最大限值，EESS,k,t＝EESS,k,t-1+ηESS,kPESS,k,ch,t-PESS,k,disch,t/ηESS,k，EESS,k,min为第k个储能装置容量的最小限值，EESS,k,t-1为t-1时段第k个储能装置的容量，ηESS,k为第k个储能装置的充放电效率；
按下式确定所述调度成本目标函数对应的电力电子变压器运行约束条件：
PGrid,t+Pacimport,t+Pdcimport,t＝0
|Pdcimport,t|≤Pdcimport,max
|Pacimport,t|≤Pacimport,max
式中，Pdcimport,max为电力电子变压器的直流输入功率最大限值，Pacimport,max为为电力电子变压器的交流输入功率最大限值；
按下式确定所述调度成本目标函数对应的新能源发电机组功率约束条件：
按下式确定所述调度成本目标函数对应的切除直流、交流负荷功率约束条件：
式中，为切除直流负荷的功率最大限值，/>为切除交流负荷的功率最大限值；
按下式确定所述调度成本目标函数对应的柔性负荷的运行功率约束条件：
PFL,min≤PFL,t≤PFL,max
式中，PFL,min为柔性负荷的运行功率最小限值，PFL,max为柔性负荷的运行功率最大限值；
按下式确定所述调度成本目标函数对应的天然气网络气流量平衡约束条件：
式中，FD,t为t时段天然气网络中除燃气轮机外其他气负荷的天然气消耗量预测值，FP2G,t为t时段电转气装置输出的天然气量，FMT,m,t为t时段第m个燃气轮机的天然气消耗量。
进一步的，按下式确定所述t时段第m个燃气轮机的天然气消耗量FMT,m,t：
式中，HMT,m,t(PMT,m,t)为t时段第m个燃气轮机的有功功率PMT,m,t对应的热量值，GHV为燃烧单位体积的天然气所产生的热能；
按下式确定所述t时段电转气装置输出的天然气量FP2G,t：
FP2G,t＝ηP2GPP2G,t/GHV
式中，ηP2G为电转气装置的转化效率。
基于同一发明构思，本发明还提供一种气电综合能源系统调度装置，其改进之处在于，所述装置包括：
确定单元，用于根据气电综合能源系统的调度成本确定气电综合能源系统的最优调度方案；
调度单元，用于利用所述最优调度方案对气电综合能源系统进行调度；
其中，所述最优调度方案包括下述中的至少一种：各燃气轮机的最优有功功率、各储能装置的最优充电功率、各储能装置的最优放电功率、各天然气气源的最优输出气流量、柔性负荷的最优运行功率、主网最优购电功率、各新能源发电机组的最优出力、切除直流负荷的最优功率以及切除交流负荷的最优功率。
优选的，所述确定单元，具体用于：
以气电综合能源系统的调度成本最小为目标建立调度成本目标函数，并求解该调度成本目标函数，获取气电综合能源系统的最优调度方案。
进一步的，按下式确定所述调度成本目标函数f：
式中，t∈[1,NT]，NT为调度周期T的时段总数，CMT,m,t(PMT,m,t)为t时段第m个燃气轮机的有功功率PMT,m,t对应的调度成本函数，m∈[1,M]，M为新能源发电机组总数，CESS,k,t(PESS,k,ch,t,PESS,k,disch,t)为t时段第k个储能装置的充电功率PESS,k,ch,t和放电功率PESS,k,disch,t对应的调度成本函数，k∈[1,K]，K为储能装置总数，CFL,t(PFL,t)为t时段柔性负荷的运行功率PFL,t对应的调度成本函数，Cg,t(Fg,t)为t时段天然气系统中第g个气源输出的气流量Fg,t对应的调度成本函数，g∈[1,G]，G为天然气系统的气源总数，CGrid,t(PGrid,t)为t时段主网购电功率PGrid,t对应的调度成本函数，为t时段第m个新能源发电机组的出力Pnew,m,t对应的惩罚成本函数，/>为t时段切除直流负荷的功率和t时段切除交流负荷的功率/>对应的惩罚成本函数。
进一步的，按下式确定所述t时段第m个新能源发电机组的出力Pnew,m,t、所述t时段切除直流负荷的功率和所述t时段切除交流负荷的功率/>
式中，为t时段第m个新能源发电机组的出力预测值，/>为t时段第m个新能源发电机组的出力修正量最大值，/>为t时段第m个新能源发电机组的出力修正量最小值，/>为t时段第m个新能源发电机组的第一控制变量，/>为t时段第m个新能源发电机组的第二控制变量，/> Γnew为新能源发电机组的控制时段总数，0≤Γnew≤NT，/>为t时段切除直流负荷的功率预测值，为t时段切除直流负荷的功率最大变化量，/>为t时段切除直流负荷的功率最小变化量，/>为t时段切除直流负荷的第一控制变量，/>为t时段切除直流负荷的第二控制变量，/> 为切除直流负荷的控制时段总数，/> 为t时段切除交流负荷的功率预测值，/>为t时段切除交流负荷的最大功率，/>为t时段切除交流负荷的最小功率，/>为t时段切除交流负荷的第一控制变量，/>为t时段切除交流负荷的第二控制变量，/> 为切除交流负荷的控制时段总数，/>
进一步的，所述调度成本目标函数的约束条件包括下述中的至少一种：
所述调度成本目标函数对应的功率平衡约束条件；
燃气轮机的有功功率对应的约束条件；
储能装置充电功率对应的约束条件；
储能装置放电功率对应的约束条件；
电力电子变压器运行约束条件；
新能源发电机组的出力对应的约束条件；
切除直流、交流负荷的功率对应的约束条件；
天然气气源对应的天然气网络气流量平衡约束条件。
进一步的，按下式确定所述调度成本目标函数对应的功率平衡约束条件：
式中，Pdcimport,t为t时段电力电子变压器的直流输入功率，Pacimport,t为t时段电力电子变压器的交流输入功率，为t时段直流负荷的运行功率，/>为t时段交流负荷的运行功率，PFL,t为t时段柔性负荷的运行功率，PP2G,t为t时段电转气装置消耗的功率；
按下式确定所述调度成本目标函数对应的燃气轮机有功功率的约束条件：
PMT,m,min≤PMT,m,t≤PMT,m,max
RDMT≤PMT,m,t-PMT,m,t-1≤RUMT
式中，PMT,m,max,t为第m个燃气轮机的有功功率最大限值，PMT,m,min为第m个燃气轮机的有功功率最小限值，RUMT为燃气轮机的有功功率变化量的上限，RDMT为燃气轮机的有功功率变化量的下限；
按下式确定所述调度成本目标函数对应的储能装置充电功率和放电功率约束的约束条件：
0≤PESS,k,ch,t≤PESS,k,ch,max
0≤PESS,k,disch,t≤PESS,k,disch,max
EESS,k,min≤EESS,k,t≤EESS,k,max
式中，PESS,k,ch,max为第k个储能装置的最大充电功率，PESS,k,disch,max为第k个储能装置的最大放电功率，EESS,k,t为t时段第k个储能装置的容量，EESS,k,max为第k个储能装置容量的最大限值，EESS,k,t＝EESS,k,t-1+ηESS,kPESS,k,ch,t-PESS,k,disch,t/ηESS,k，EESS,k,min为第k个储能装置容量的最小限值，EESS,k,t-1为t-1时段第k个储能装置的容量，ηESS,k为第k个储能装置的充放电效率；
按下式确定所述调度成本目标函数对应的电力电子变压器运行约束条件：
PGrid,t+Pacimport,t+Pdcimport,t＝0
|Pdcimport,t|≤Pdcimport,max
|Pacimport,t|≤Pacimport,max
式中，Pdcimport,max为电力电子变压器的直流输入功率最大限值，Pacimport,max为为电力电子变压器的交流输入功率最大限值；
按下式确定所述调度成本目标函数对应的新能源发电机组功率约束条件：
按下式确定所述调度成本目标函数对应的切除直流、交流负荷功率约束条件：
式中，为切除直流负荷的功率最大限值，/>为切除交流负荷的功率最大限值；
按下式确定所述调度成本目标函数对应的柔性负荷的运行功率约束条件：
PFL,min≤PFL,t≤PFL,max
式中，PFL,min为柔性负荷的运行功率最小限值，PFL,max为柔性负荷的运行功率最大限值；
按下式确定所述调度成本目标函数对应的天然气网络气流量平衡约束条件：
式中，FD,t为t时段天然气网络中除燃气轮机外其他气负荷的天然气消耗量预测值，FP2G,t为t时段电转气装置输出的天然气量，FMT,m,t为t时段第m个燃气轮机的天然气消耗量。
进一步的，按下式确定所述t时段第m个燃气轮机的天然气消耗量FMT,m,t：
式中，HMT,m,t(PMT,m,t)为t时段第m个燃气轮机的有功功率PMT,m,t对应的热量值，GHV为燃烧单位体积的天然气所产生的热能；
按下式确定所述t时段电转气装置输出的天然气量FP2G,t：
FP2G,t＝ηP2GPP2G,t/GHV
式中，ηP2G为电转气装置的转化效率。
与最接近的现有技术相比，本发明具有的有益效果：
本发明提供的一种气电综合能源系统调度方法及装置，包括：根据气电综合能源系统的调度成本确定气电综合能源系统的最优调度方案；利用所述最优调度方案对气电综合能源系统进行调度；其中，所述最优调度方案包括下述中的至少一种：各燃气轮机的最优有功功率、各储能装置的最优充电功率、各储能装置的最优放电功率、各天然气气源的最优输出气流量、柔性负荷的最优运行功率、主网最优购电功率、各新能源发电机组的最优出力、切除直流负荷的最优功率以及切除交流负荷的最优功率；本发明利用获得的最优调度方案进行调度，提高了气电综合能源系统的鲁棒性和经济性。
附图说明
图1是本发明气电综合能源系统调度方法流程图；
图2是本发明气电综合能源系统调度装置示意图。
具体实施方式
下面结合附图对本发明的具体实施方式作进一步的详细说明。
为使本发明实施例的目的、技术方案和优点更加清楚，下面将结合本发明实施例中的附图，对本发明实施例中的技术方案进行清楚、完整地描述，显然，所描述的实施例是本发明一部分实施例，而不是全部的实施例。基于本发明中的实施例，本领域普通技术人员在没有做出创造性劳动前提下所获得的所有其它实施例，都属于本发明保护的范围。
本发明提供一种气电综合能源系统调度方法，如图1所示，所述方法包括：
根据气电综合能源系统的调度成本确定气电综合能源系统的最优调度方案；
利用所述最优调度方案对气电综合能源系统进行调度；
其中，所述最优调度方案包括下述中的至少一种：各燃气轮机的最优有功功率、各储能装置的最优充电功率、各储能装置的最优放电功率、各天然气气源的最优输出气流量、柔性负荷的最优运行功率、主网最优购电功率、各新能源发电机组的最优出力、切除直流负荷的最优功率以及切除交流负荷的最优功率。
为了更加清楚地表明本发明的目的，下面结合具体实施例对本发明的方法做进一步解释。
在本发明的实施例中，上述根据气电综合能源系统的调度成本确定气电综合能源系统的最优调度方案，包括：
以气电综合能源系统的调度成本最小为目标建立调度成本目标函数，并求解该调度成本目标函数，获取气电综合能源系统的最优调度方案。
在本发明的实施例中，按下式确定所述调度成本目标函数f：
式中，t∈[1,NT]，NT为调度周期T的时段总数，CMT,m,t(PMT,m,t)为t时段第m个燃气轮机的有功功率PMT,m,t对应的调度成本函数，m∈[1,M]，M为新能源发电机组总数或燃气轮机总数，CESS,k,t(PESS,k,ch,t,PESS,k,disch,t)为t时段第k个储能装置的充电功率PESS,k,ch,t和放电功率PESS,k,disch,t对应的调度成本函数，k∈[1,K]，K为储能装置总数，CFL,t(PFL,t)为t时段柔性负荷的运行功率PFL,t对应的调度成本函数，Cg,t(Fg,t)为t时段天然气系统中第g个气源输出的气流量Fg,t对应的调度成本函数，g∈[1,G]，G为天然气系统的气源总数，CGrid,t(PGrid,t)为t时段主网购电功率PGrid,t对应的调度成本函数，为t时段第m个新能源发电机组的出力Pnew,m,t对应的惩罚成本函数，/>为t时段切除直流负荷的功率/>和t时段切除交流负荷的功率/>对应的惩罚成本函数。
上面调度成本函数的表达式分别为：
CESS,k,t(PESS,k,ch,t,PESS,k,disch,t)＝aESS,k(ηESS,kPESS,k,ch,t-PESS,k,disch,t/ηESS,k)Δt
CFL,t(PFL,t)＝cFLPFL,tΔt
Cg,t(Fg,t)＝cgFg,tΔt
CGrid,t(PGrid,t)＝cGridPGrid,tΔt
上式中，aMT,m、bMT,m和cMT,m分别为第m个燃气轮机调度成本函数的第一常数、第二常数和第三常数，aESS,k为第k个储能装置调度成本函数的常数，cFL为柔性负荷调度成本的常数，cg为第g个气源调度成本函数的常数，cnew,m为第m个新能源发电机组惩罚成本函数的常数，cL为切除直流、交流负荷惩罚成本函数的常数，Δt为时段的时间长度。
具体的，按下式确定所述t时段第m个新能源发电机组的出力Pnew,m,t、所述t时段切除直流负荷的功率和所述t时段切除交流负荷的功率/>
式中，为t时段第m个新能源发电机组的出力预测值，/>为t时段第m个新能源发电机组的出力修正量最大值，/>为t时段第m个新能源发电机组的出力修正量最小值，/>为t时段第m个新能源发电机组的第一控制变量，/>为t时段第m个新能源发电机组的第二控制变量，/> Γnew为新能源发电机组的控制时段总数，0≤Γnew≤NT，/>为t时段切除直流负荷的功率预测值，/>为t时段切除直流负荷的功率最大变化量，/>为t时段切除直流负荷的功率最小变化量，/>为t时段切除直流负荷的第一控制变量，/>为t时段切除直流负荷的第二控制变量，/> 为切除直流负荷的控制时段总数，/> 为t时段切除交流负荷的功率预测值，/>为t时段切除交流负荷的最大功率，/>为t时段切除交流负荷的最小功率，/>为t时段切除交流负荷的第一控制变量，/>为t时段切除交流负荷的第二控制变量，/> 为切除交流负荷的控制时段总数，/>
由于新能源发电机组在实际运行过程中由于环境的影响存在不确定性因素，实际出力与预测出力存在一定偏差，直流负荷和交流负荷由于用户使用习惯的变化，实际负荷功率和预测功率同样存在一定偏差，因此，本发明采用鲁棒优化的方法，即在目标函数中加入上述控制变量，在极端场景下获得目标函数的最优解，降低了解的保守性。
进一步的，所述调度成本目标函数的约束条件包括下述中的至少一种：
所述调度成本目标函数对应的功率平衡约束条件；燃气轮机的有功功率对应的约束条件；储能装置充电功率和放电功率对应的约束条件；电力电子变压器运行约束条件；新能源发电机组的出力对应的约束条件；切除直流、交流负荷的功率对应的约束条件；以及天然气气源对应的天然气网络气流量平衡约束条件。
进一步的，在本发明的实施例中，按下式确定所述调度成本目标函数对应的功率平衡约束条件：
式中，Pdcimport,t为t时段电力电子变压器的直流输入功率，Pacimport,t为t时段电力电子变压器的交流输入功率，为t时段直流负荷的运行功率，/>为t时段交流负荷的运行功率，PFL,t为t时段柔性负荷的运行功率，PP2G,t为t时段电转气装置消耗的功率；
按下式确定所述调度成本目标函数对应的燃气轮机有功功率的约束条件：
PMT,m,min≤PMT,m,t≤PMT,m,max
RDMT≤PMT,m,t-PMT,m,t-1≤RUMT
式中，PMT,m,max,t为第m个燃气轮机的有功功率最大限值，PMT,m,min为第m个燃气轮机的有功功率最小限值，RUMT为燃气轮机的有功功率变化量的上限，RDMT为燃气轮机的有功功率变化量的下限；
按下式确定所述调度成本目标函数对应的储能装置充电功率和放电功率约束的约束条件：
0≤PESS,k,ch,t≤PESS,k,ch,max
0≤PESS,k,disch,t≤PESS,k,disch,max
EESS,k,min≤EESS,k,t≤EESS,k,max
式中，PESS,k,ch,max为第k个储能装置的最大充电功率，PESS,k,disch,max为第k个储能装置的最大放电功率，EESS,k,t为t时段第k个储能装置的容量，EESS,k,max为第k个储能装置容量的最大限值，EESS,k,t＝EESS,k,t-1+ηESS,kPESS,k,ch,t-PESS,k,disch,t/ηESS,k，EESS,k,min为第k个储能装置容量的最小限值，EESS,k,t-1为t-1时段第k个储能装置的容量，ηESS,k为第k个储能装置的充放电效率；
按下式确定所述调度成本目标函数对应的电力电子变压器运行约束条件：
PGrid,t+Pacimport,t+Pdcimport,t＝0
|Pdcimport,t|≤Pdcimport,max
|Pacimport,t|≤Pacimport,max
式中，Pdcimport,max为电力电子变压器的直流输入功率最大限值，Pacimport,max为为电力电子变压器的交流输入功率最大限值；
按下式确定所述调度成本目标函数对应的新能源发电机组功率约束条件：
按下式确定所述调度成本目标函数对应的切除直流、交流负荷功率约束条件：
式中，为切除直流负荷的功率最大限值，/>为切除交流负荷的功率最大限值；
按下式确定所述调度成本目标函数对应的柔性负荷的运行功率约束条件：
PFL,min≤PFL,t≤PFL,max
式中，PFL,min为柔性负荷的运行功率最小限值，PFL,max为柔性负荷的运行功率最大限值；
按下式确定所述调度成本目标函数对应的天然气网络气流量平衡约束条件：
式中，FD,t为t时段天然气网络中除燃气轮机外其他气负荷的天然气消耗量预测值，FP2G,t为t时段电转气装置输出的天然气量，FMT,m,t为t时段第m个燃气轮机的天然气消耗量。
具体的，按下式确定所述t时段第m个燃气轮机的天然气消耗量FMT,m,t：
式中，HMT,m,t(PMT,m,t)为t时段第m个燃气轮机的有功功率PMT,m,t对应的热量值，GHV为燃烧单位体积的天然气所产生的热能；
其中，βMT,m,t、γMT,m,t为由燃气轮机耗热率曲线拟合得到的参数。
按下式确定所述t时段电转气装置输出的天然气量FP2G,t：
FP2G,t＝ηP2GPP2G,t/GHV
式中，ηP2G为电转气装置的转化效率。
在本发明的实施例中，新能源发电机组包括：风电机组和光伏机组。
基于同一发明构思，本发明还提供一种气电综合能源系统调度装置，如图2所示，所述装置包括：
确定单元，用于根据气电综合能源系统的调度成本确定气电综合能源系统的最优调度方案；
调度单元，用于利用所述最优调度方案对气电综合能源系统进行调度；
其中，所述最优调度方案包括下述中的至少一种：各燃气轮机的最优有功功率、各储能装置的最优充电功率、各储能装置的最优放电功率、各天然气气源的最优输出气流量、柔性负荷的最优运行功率、主网最优购电功率、各新能源发电机组的最优出力、切除直流负荷的最优功率以及切除交流负荷的最优功率。
在本发明的实施例中，上述确定单元，具体用于：
以气电综合能源系统的调度成本最小为目标建立调度成本目标函数，并求解该调度成本目标函数，获取气电综合能源系统的最优调度方案。
进一步的，按下式确定所述调度成本目标函数f：
式中，t∈[1,NT]，NT为调度周期T的时段总数，CMT,m,t(PMT,m,t)为t时段第m个燃气轮机的有功功率PMT,m,t对应的调度成本函数，m∈[1,M]，M为新能源发电机组总数或燃气轮机总数，CESS,k,t(PESS,k,ch,t,PESS,k,disch,t)为t时段第k个储能装置的充电功率PESS,k,ch,t和放电功率PESS,k,disch,t对应的调度成本函数，k∈[1,K]，K为储能装置总数，CFL,t(PFL,t)为t时段柔性负荷的运行功率PFL,t对应的调度成本函数，Cg,t(Fg,t)为t时段天然气系统中第g个气源输出的气流量Fg,t对应的调度成本函数，g∈[1,G]，G为天然气系统的气源总数，CGrid,t(PGrid,t)为t时段主网购电功率PGrid,t对应的调度成本函数，为t时段第m个新能源发电机组的出力Pnew,m,t对应的惩罚成本函数，/>为t时段切除直流负荷的功率和t时段切除交流负荷的功率/>对应的惩罚成本函数。
进一步的，按下式确定所述t时段第m个新能源发电机组的出力Pnew,m,t、所述t时段切除直流负荷的功率和所述t时段切除交流负荷的功率/>
式中，为t时段第m个新能源发电机组的出力预测值，/>为t时段第m个新能源发电机组的出力修正量最大值，/>为t时段第m个新能源发电机组的出力修正量最小值，/>为t时段第m个新能源发电机组的第一控制变量，/>为t时段第m个新能源发电机组的第二控制变量，/> Γnew为新能源发电机组的控制时段总数，0≤Γnew≤NT，/>为t时段切除直流负荷的功率预测值，/>为t时段切除直流负荷的功率最大变化量，/>为t时段切除直流负荷的功率最小变化量，/>为t时段切除直流负荷的第一控制变量，/>为t时段切除直流负荷的第二控制变量，/> 为切除直流负荷的控制时段总数，/> 为t时段切除交流负荷的功率预测值，/>为t时段切除交流负荷的最大功率，/>为t时段切除交流负荷的最小功率，/>为t时段切除交流负荷的第一控制变量，/>为t时段切除交流负荷的第二控制变量，/> 为切除交流负荷的控制时段总数，/>
进一步的，所述调度成本目标函数的约束条件包括下述中的至少一种：
所述调度成本目标函数对应的功率平衡约束条件；燃气轮机的有功功率对应的约束条件；储能装置充电功率和放电功率对应的约束条件；电力电子变压器运行约束条件；新能源发电机组的出力对应的约束条件；切除直流、交流负荷的功率对应的约束条件；以及天然气气源对应的天然气网络气流量平衡约束条件。
进一步的，按下式确定所述调度成本目标函数对应的功率平衡约束条件：
/>
式中，Pdcimport,t为t时段电力电子变压器的直流输入功率，Pacimport,t为t时段电力电子变压器的交流输入功率，为t时段直流负荷的运行功率，/>为t时段交流负荷的运行功率，PFL,t为t时段柔性负荷的运行功率，PP2G,t为t时段电转气装置消耗的功率；
按下式确定所述调度成本目标函数对应的燃气轮机有功功率的约束条件：
PMT,m,min≤PMT,m,t≤PMT,m,max
RDMT≤PMT,m,t-PMT,m,t-1≤RUMT
式中，PMT,m,max,t为第m个燃气轮机的有功功率最大限值，PMT,m,min为第m个燃气轮机的有功功率最小限值，RUMT为燃气轮机的有功功率变化量的上限，RDMT为燃气轮机的有功功率变化量的下限；
按下式确定所述调度成本目标函数对应的储能装置充电功率和放电功率约束的约束条件：
0≤PESS,k,ch,t≤PESS,k,ch,max
0≤PESS,k,disch,t≤PESS,k,disch,max
EESS,k,min≤EESS,k,t≤EESS,k,max
式中，PESS,k,ch,max为第k个储能装置的最大充电功率，PESS,k,disch,max为第k个储能装置的最大放电功率，EESS,k,t为t时段第k个储能装置的容量，EESS,k,max为第k个储能装置容量的最大限值，EESS,k,t＝EESS,k,t-1+ηESS,kPESS,k,ch,t-PESS,k,disch,t/ηESS,k，EESS,k,min为第k个储能装置容量的最小限值，EESS,k,t-1为t-1时段第k个储能装置的容量，ηESS,k为第k个储能装置的充放电效率；
按下式确定所述调度成本目标函数对应的电力电子变压器运行约束条件：
PGrid,t+Pacimport,t+Pdcimport,t＝0
|Pdcimport,t|≤Pdcimport,max
|Pacimport,t|≤Pacimport,max
式中，Pdcimport,max为电力电子变压器的直流输入功率最大限值，Pacimport,max为为电力电子变压器的交流输入功率最大限值；
按下式确定所述调度成本目标函数对应的新能源发电机组功率约束条件：
按下式确定所述调度成本目标函数对应的切除直流、交流负荷功率约束条件：
式中，为切除直流负荷的功率最大限值，/>为切除交流负荷的功率最大限值；
按下式确定所述调度成本目标函数对应的柔性负荷的运行功率约束条件：
PFL,min≤PFL,t≤PFL,max
式中，PFL,min为柔性负荷的运行功率最小限值，PFL,max为柔性负荷的运行功率最大限值；
按下式确定所述调度成本目标函数对应的天然气网络气流量平衡约束条件：
式中，FD,t为t时段天然气网络中除燃气轮机外其他气负荷的天然气消耗量预测值，FP2G,t为t时段电转气装置输出的天然气量，FMT,m,t为t时段第m个燃气轮机的天然气消耗量。
进一步的，按下式确定所述t时段第m个燃气轮机的天然气消耗量FMT,m,t：
式中，HMT,m,t(PMT,m,t)为t时段第m个燃气轮机的有功功率PMT,m,t对应的热量值，GHV为燃烧单位体积的天然气所产生的热能；
其中，αMT,m,t、βMT,m,t、γMT,m,t为由燃气轮机耗热率曲线拟合得到的参数。
按下式确定所述t时段电转气装置输出的天然气量FP2G,t：
FP2G,t＝ηP2GPP2G,t/GHV
式中，ηP2G为电转气装置的转化效率。
综上所述，本发明提供的一种气电综合能源系统调度方法及装置，包括：根据气电综合能源系统的调度成本确定气电综合能源系统的最优调度方案；利用所述最优调度方案对气电综合能源系统进行调度；其中，所述最优调度方案包括下述中的至少一种：各燃气轮机的最优有功功率、各储能装置的最优充电功率、各储能装置的最优放电功率、各天然气气源的最优输出气流量、柔性负荷的最优运行功率、主网最优购电功率、各新能源发电机组的最优出力、切除直流负荷的最优功率以及切除交流负荷的最优功率；本发明利用获得的最优调度方案进行调度，提高了气电综合能源系统的鲁棒性和经济性；在获得调度方案的过程中，考虑了燃气轮机的优化控制和新能源发电机组的不确定性，降低了优化解的保守性，提高了新能源发电机组出力的准确性和消纳能力。
本领域内的技术人员应明白，本申请的实施例可提供为方法、系统、或计算机程序产品。因此，本申请可采用完全硬件实施例、完全软件实施例、或结合软件和硬件方面的实施例的形式。而且，本申请可采用在一个或多个其中包含有计算机可用程序代码的计算机可用存储介质(包括但不限于磁盘存储器、CD-ROM、光学存储器等)上实施的计算机程序产品的形式。
本申请是参照根据本申请实施例的方法、设备(系统)、和计算机程序产品的流程图和/或方框图来描述的。应理解可由计算机程序指令实现流程图和/或方框图中的每一流程和/或方框、以及流程图和/或方框图中的流程和/或方框的结合。可提供这些计算机程序指令到通用计算机、专用计算机、嵌入式处理机或其他可编程数据处理设备的处理器以产生一个机器，使得通过计算机或其他可编程数据处理设备的处理器执行的指令产生用于实现在流程图一个流程或多个流程和/或方框图一个方框或多个方框中指定的功能的装置。
这些计算机程序指令也可存储在能引导计算机或其他可编程数据处理设备以特定方式工作的计算机可读存储器中，使得存储在该计算机可读存储器中的指令产生包括指令装置的制造品，该指令装置实现在流程图一个流程或多个流程和/或方框图一个方框或多个方框中指定的功能。
这些计算机程序指令也可装载到计算机或其他可编程数据处理设备上，使得在计算机或其他可编程设备上执行一系列操作步骤以产生计算机实现的处理，从而在计算机或其他可编程设备上执行的指令提供用于实现在流程图一个流程或多个流程和/或方框图一个方框或多个方框中指定的功能的步骤。
最后应当说明的是：以上实施例仅用以说明本发明的技术方案而非对其限制，尽管参照上述实施例对本发明进行了详细的说明，所属领域的普通技术人员应当理解：依然可以对本发明的具体实施方式进行修改或者等同替换，而未脱离本发明精神和范围的任何修改或者等同替换，其均应涵盖在本发明的权利要求保护范围之内。

Claims (6)

1.一种气电综合能源系统调度方法，其特征在于，所述方法包括：
根据气电综合能源系统的调度成本确定气电综合能源系统的最优调度方案；
利用所述最优调度方案对气电综合能源系统进行调度；
其中，所述最优调度方案包括下述中的至少一种：各燃气轮机的最优有功功率、各储能装置的最优充电功率、各储能装置的最优放电功率、各天然气气源的最优输出气流量、柔性负荷的最优运行功率、主网最优购电功率、各新能源发电机组的最优出力、切除直流负荷的最优功率以及切除交流负荷的最优功率；
所述根据气电综合能源系统的调度成本确定气电综合能源系统的最优调度方案，包括：
以气电综合能源系统的调度成本最小为目标建立调度成本目标函数，并求解该调度成本目标函数，获取气电综合能源系统的最优调度方案；
按下式确定所述调度成本目标函数f：
式中，t∈[1,NT]，NT为调度周期T的时段总数，CMT,m,t(PMT,m,t)为t时段第m个燃气轮机的有功功率PMT,m,t对应的调度成本函数，m∈[1,M]，M为新能源发电机组总数或燃气轮机总数，CESS,k,t(PESS,k,ch,t,PESS,k,disch,t)为t时段第k个储能装置的充电功率PESS,k,ch,t和放电功率PESS,k,disch,t对应的调度成本函数，k∈[1,K]，K为储能装置总数，CFL,t(PFL,t)为t时段柔性负荷的运行功率PFL,t对应的调度成本函数，Cg,t(Fg,t)为t时段天然气系统中第g个气源输出的气流量Fg,t对应的调度成本函数，g∈[1,G]，G为天然气系统的气源总数，CGrid,t(PGrid,t)为t时段主网购电功率PGrid,t对应的调度成本函数，为t时段第m个新能源发电机组的出力Pnew,m,t对应的惩罚成本函数，/>为t时段切除直流负荷的功率和t时段切除交流负荷的功率/>对应的惩罚成本函数；
按下式确定所述t时段第m个新能源发电机组的出力Pnew,m,t、所述t时段切除直流负荷的功率和所述t时段切除交流负荷的功率/>
式中，为t时段第m个新能源发电机组的出力预测值，/>为t时段第m个新能源发电机组的出力修正量最大值，/>为t时段第m个新能源发电机组的出力修正量最小值，/>为t时段第m个新能源发电机组的第一控制变量，/>为t时段第m个新能源发电机组的第二控制变量，
发电机组的控制时段总数，0≤Γnew≤NT，为t时段切除直流负荷的功率预测值，为t时段切除直流负荷的功率最大变化量，/>为t时段切除直流负荷的功率最小变化量，/>为t时段切除直流负荷的第一控制变量，/>为t时段切除直流负荷的第二控制变量，/> 为切除直流负荷的控制时段总数，为t时段切除交流负荷的功率预测值，/>为t时段切除交流负荷的最大功率，/>为t时段切除交流负荷的最小功率，/>为t时段切除交流负荷的第一控制变量，/>为t时段切除交流负荷的第二控制变量，/> 为切除交流负荷的控制时段总数，/>
2.如权利要求1所述的方法，其特征在于，所述调度成本目标函数的约束条件包括下述中的至少一种：
所述调度成本目标函数对应的功率平衡约束条件；
燃气轮机的有功功率对应的约束条件；
储能装置充电功率对应的约束条件；
储能装置放电功率对应的约束条件；
电力电子变压器运行约束条件；
新能源发电机组的出力对应的约束条件；
切除直流、交流负荷的功率对应的约束条件；
天然气气源对应的天然气网络气流量平衡约束条件。
3.如权利要求2所述的方法，其特征在于，按下式确定所述调度成本目标函数对应的功率平衡约束条件：
式中，Pdcimport,t为t时段电力电子变压器的直流输入功率，Pacimport,t为t时段电力电子变压器的交流输入功率，为t时段直流负荷的运行功率，/>为t时段交流负荷的运行功率，PFL,t为t时段柔性负荷的运行功率，PP2G,t为t时段电转气装置消耗的功率；
按下式确定所述调度成本目标函数对应的新能源发电机组功率约束条件：
按下式确定所述调度成本目标函数对应的天然气网络气流量平衡约束条件：
式中，FD,t为t时段天然气网络中除燃气轮机外其他气负荷的天然气消耗量预测值，FP2G,t为t时段电转气装置输出的天然气量，FMT,m,t为t时段第m个燃气轮机的天然气消耗量。
4.如权利要求3所述的方法，其特征在于，按下式确定所述t时段第m个燃气轮机的天然气消耗量FMT,m,t：
式中，HMT,m,t(PMT,m,t)为t时段第m个燃气轮机的有功功率PMT,m,t对应的热量值，GHV为燃烧单位体积的天然气所产生的热能；
按下式确定所述t时段电转气装置输出的天然气量FP2G,t：
FP2G,t＝ηP2GPP2G,t/GHV
式中，ηP2G为电转气装置的转化效率。
5.一种气电综合能源系统调度装置，其特征在于，所述装置包括：
确定单元，用于根据气电综合能源系统的调度成本确定气电综合能源系统的最优调度方案；
调度单元，用于利用所述最优调度方案对气电综合能源系统进行调度；
其中，所述最优调度方案包括下述中的至少一种：各燃气轮机的最优有功功率、各储能装置的最优充电功率、各储能装置的最优放电功率、各天然气气源的最优输出气流量、柔性负荷的最优运行功率、主网最优购电功率、各新能源发电机组的最优出力、切除直流负荷的最优功率以及切除交流负荷的最优功率；
所述确定单元，具体用于：
以气电综合能源系统的调度成本最小为目标建立调度成本目标函数，并求解该调度成本目标函数，获取气电综合能源系统的最优调度方案；
按下式确定所述调度成本目标函数f：
式中，t∈[1,NT]，NT为调度周期T的时段总数，CMT,m,t(PMT,m,t)为t时段第m个燃气轮机的有功功率PMT,m,t对应的调度成本函数，m∈[1,M]，M为新能源发电机组总数，CESS,k,t(PESS,k,ch,t,PESS,k,disch,t)为t时段第k个储能装置的充电功率PESS,k,ch,t和放电功率PESS,k,disch,t对应的调度成本函数，k∈[1,K]，K为储能装置总数，CFL,t(PFL,t)为t时段柔性负荷的运行功率PFL,t对应的调度成本函数，Cg,t(Fg,t)为t时段天然气系统中第g个气源输出的气流量Fg,t对应的调度成本函数，g∈[1,G]，G为天然气系统的气源总数，CGrid,t(PGrid,t)为t时段主网购电功率PGrid,t对应的调度成本函数，为t时段第m个新能源发电机组的出力Pnew,m,t对应的惩罚成本函数，/>为t时段切除直流负荷的功率和t时段切除交流负荷的功率/>对应的惩罚成本函数；
按下式确定所述t时段第m个新能源发电机组的出力Pnew,m,t、所述t时段切除直流负荷的功率和所述t时段切除交流负荷的功率/>
式中，为t时段第m个新能源发电机组的出力预测值，/>为t时段第m个新能源发电机组的出力修正量最大值，/>为t时段第m个新能源发电机组的出力修正量最小值，/>为t时段第m个新能源发电机组的第一控制变量，/>为t时段第m个新能源发电机组的第二控制变量，/> Γnew为新能源发电机组的控制时段总数，0≤Γnew≤NT，/>为t时段切除直流负荷的功率预测值，为t时段切除直流负荷的功率最大变化量，/>为t时段切除直流负荷的功率最小变化量，/>为t时段切除直流负荷的第一控制变量，/>为t时段切除直流负荷的第二控制变量，/> 为切除直流负荷的控制时段总数，/> 为t时段切除交流负荷的功率预测值，/>为t时段切除交流负荷的最大功率，/>为t时段切除交流负荷的最小功率，/>为t时段切除交流负荷的第一控制变量，/>为t时段切除交流负荷的第二控制变量，/> 为切除交流负荷的控制时段总数，/>
6.如权利要求5所述的装置，其特征在于，所述调度成本目标函数的约束条件包括下述中的一种：
所述调度成本目标函数对应的功率平衡约束条件；
燃气轮机的有功功率对应的约束条件；
储能装置充电功率对应的约束条件；
储能装置放电功率对应的约束条件；
电力电子变压器运行约束条件；
新能源发电机组的出力对应的约束条件；
切除直流、交流负荷的功率对应的约束条件；
天然气气源对应的天然气网络气流量平衡约束条件。
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